Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 [ 2 ] 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106

Дыхательный клапан

PC-25

РС-38

РС-38

РС-38

ТК-75

РС-38

(давления):

Шариковый

Комбинированный

Механический

Тарельчатый

пружинный

количество, шт.

, 1 „

1 - ,

регулируемое

давление, МПа

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

Дыхательный клапан

(вакума):

тип -i

Механический

пружинный

количество, шт.

регулируемое

разряжение, МПа

0,005

•да? mi:

Таблица 1.20

Техническая характеристика прицепов-цистерн для транспортировки нефтепродуктов

Показатель

ПЦ-4,2-754В

ПЦ-4,7-782Б

ПЦ-5,6-817

ПЦ-6,7-8925

ПЦ-9,1-8350

ПЦМ-6-8925

Модификация

ПЦ-6,2-817

ПЦ-6,7-5207В

ПЦ-9-8350

Базовое шасси

Прицеп

Прицеп

Колесный ход

Прицеп

Колесный ход

Прицеп

ИАПЗ-754

ВСМЗ-782Б

прицепа

МАЗ-8925

прицепа

МЛЗ-8925

ГКБ-817

ГКБ-8350

Полная масса, кг

5884

6955

7540

10000

11900

9970

Масса в снаряженном

состоянии, кг

2272

3110

2750

4350

: 4200

4680

Эксплуатационная

вместимость, м

г 5,6

Габаритные

размеры, мм:

длина

6000

6800

6540

7850

7650

7850

ширина

2200

2345

2170

2500

. 2514 -

2500

высота

2875

2320

2770

2880

2450

2880

Время слива

нефтепродукта

самотеком, мин

Цистерна:

форма

Эллиптическая

р у г л а

материал

Коррозионно-

стойкая



л Я" S

&

S го са а

&

I I I г<- U-1

I I

I СП -ci- in

о оо о ЧО rsl

гм I

са о

, а

и-> о о

;s ё S g2

10 Ln Ln

CN чо

чо о оо

СП -< -<

гм I

ип о о

rvl оо г<1

оо о

о ю л

СП СП irj

СП "

ЧО СП

&

S са

О tt

са са

Я Ж S ш о

са W X са

S са

У са

(О са

са cl,

О X S

са а

дополнительно изготовляют ротор на подачу 3,472 mVc Насос марки НМ 1250-260 комплектуют одним сменным ротором на подачу 0,25 мус. Допускается так же изменение подачи и напора насосов в результате обточки рабочих колес по наружному диаметру, но не более чем на 10% из-за возможного значительного снижения КПД.

Единичная мощность N (в кВт) привода насоса в каждом конкретном случае должна уточняться по рабочим параметрам

10"

N = ApQHpg,

(1.14)

где Ар - коэффициент запаса, учитывающий возможные отклонения фактического режима работы насосов от расчетного (см. главу 3); Q, Н - соответственно подача и развиваемый напор при рабочих условиях; р - плотность нефтепродукта; g - ускорение силы тяжести; Tj - полный КПД равный произведению КПД насоса, редуктора, передачи и т.п.

§1.2. Обоснование способа транспортировки нефтей и нефтепродуктов j

Ддя транспортировки нефтей и нефтепродуктов на дальние расстояния применяют трубопроводный, железнодорожный и водный транспорт. В связи с этим возникает вопрос о выборе наивыгоднейшего способа транспортировки. По действующей в настоящее время методике эта задача решается путем сопоставления приведенных годовых расходов по различным видам транспорта. Оптимальным считается вариант с наименьшими приведенными годовыми расходами.

Приведенные годовые расходы П определяют по формуле

П = Э + Е„К, , (1.15)

где Э - эксплуатационные расходы по данному виду транспорта; Е„ - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для нефтегазовой промышленности Е„=0,12 1/год); К -капиталовложения в соответствующий вид транспорта.

При выборе способа транспортировки рассматривают и комбинированные варианты, например, водного и железнодорожного, водного и трубопроводного транспорта и т.д. ,

Эксплуатационные расходы Э различных видов транспорта определяют по формуле



Э = SGro.L,

(1.16)

где S - себестоимость перевозок; Оод - количество транспортируемого нефтепродукта в год; L - длина пути.

По данным ИКТП и Гипротрубопровода, средняя себестоимость перевозок S [в коп/(ткм)] в 1980 г. характеризовалась следующими данными: трубопроводный транспорт - 0,12; железнодорожный -0,33; водный (по рекам) - 0,17; водный (по морям) - 0,12. Себестоимость перекачки нефтепродуктов по магистральному трубопроводу зависит от его диаметра (табл. 1.21).

" Таблица 1.21

Зависимость себестоимости перекачки от диаметра трубопровода (цены 1980 г.)

D, мм

S, копДткм)

D, мм

S, копДт км)

0,094

0,24

0,082

0,21

0,069

0,17

1020

0,065

0,15

1220

0,062

0,13

Капиталовложения в трубопроводный транспорт К. складываются из затрат на сооружение линейной части трубопровода К и затрат на сооружение насосных станций К„. Капитальные затраты в линейную часть определяют по выражению

• • е: вiiUi

••*"•.....- Кл=с„Цр, {ада-МИШ (1-17)

где - длина трубопровода; с - затраты на сооружение 1 км линейной части трубопровода (табл. 1.22).

Капитальные затраты на сооружение насосных станций определяют по формуле , :i. аЧ1Ш№?]Ш£1)/кп:1:,.,, v-. >д

•«каоп

ЬС„., =c,.„.,+(n-l)c„.„.,+VpCp, -г- (1.18)

где Сг„<,> Сп.н.с ~ стоимость сооружения соответственно головной и промежуточной насосных станций (табл. 1.23); п - общее число насосных станций; Vp - необходимая вместимость резервуаров; Ср -стоимость 1 м установленной емкости.

Зависимость стоимости сооружения 1 км магистрального трубопровода от его диаметра (цены 1980г.)

D, мм

тыс.руб/км

луп,

тыс.руб/км

D, мм

тыс.руб/км

луп,

тыс.руб/км

22,8

18,0

71,0

56,0

24,9

20,1

77,5

62,1

28,8

22,8

91,1

74,9

33,6

27,5

113,6

97,3

37,6

31,5

1020

136,1

119,6

56,6

45,1

1220

180,8

165,6

Примечание: cy„ - затраты на сооружение 1 км лупинга.

Суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода вычисляется по формуле (2.1), магистрального нефтепродуктопровода по формулам (2.2) и (2.3). , ,;j , „;

Стоимость емкости на головной насосной станции включена в стоимость головной станции. Стоимость 1 м емкости Ср для сопоставительных расчетов с учетом технологических трубопроводов и вспомогательных сооружений ориентировочно можно принимать равной 20 руб/мз. Число насосных станций п определяют из технологического расчета или оценивают ориентировочно из условия, что на каждые 100... 150 км трубопровода приходится одна насосная станция.

, , Таблица 1.23

Стоимость сооружения насосных станций .

в тыс. руб. (цены 1980г.) , < i> . , , i ;

Пропускная

Головная насосная станция

Промежуточная насосная

способность.

на площадке

станция на площадке

млн.т/год

новой

совмещенной

новой

совмещенной

0,7 - 0,9

1339

1,3- 1,6

1504

1060

1,8 - 2,2

1643

1160

2,5 - 3,2

1867

1320

1127

3,5 - 4,8

2556

1800

1274

6 - 8,5

5418

3820

1926

1160

10 - 12

6730

4700

2012

1210

14 -18

8077

5605

2170

1315

22 - 26

9202

6355

2554

1535

32 - 36

12300

8640

2788

1675

42 - 50

15396

10925

3023

1815

70 -78

16195

11345

3550

2135

2. Б-762




0 1 [ 2 ] 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106



Яндекс.Метрика